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安全飞行提示
关于安全飞行的几点提示&&作为一名大疆的“疆尸粉”，从小悟推出之时到现在已使用半年时间，期间飞的很爽但也炸的很爽，小悟返厂维修过几次，后来又入了精灵三练手渐渐开始走入正轨。飞机炸鸡后本人没少和DJI 售后打交道，他们跟我说的车轱辘话连起来估计可绕地球三圈！在经历过N次炸鸡以及和售后来回电话邮件沟通的基础上，我总结出了一些心得分享给飞友们，希望大家重视起来，爽飞不炸鸡！ （1）&&飞行前校准IMU和 指南针IMU校准方法：APP 相机&=MODE&=飞控参数设置&=传感器&=IMU 校准（保持飞机静止在水平地面根据APP提示校准即可）当飞机在经过常长途运输后或在一个新的环境时飞控内置的惯性测量单元（IMU，包括陀螺仪，气压计，加速度计等）的参数可能发生变化,没有校准直接起飞的话可能会导致飞机飞出时的姿态不对。 指南针校准方法：APP 相机&=飞行器状态列表&=指南针&=校准（根据界面提示校准即可）建议远离有磁场干扰的地方校准，以免影响其准确性。（如电站、基站、信号发射塔、高压线、钢铁结构高大建筑物体附近） （2）设置适当的返航高度，留意低电量自动返航的提示该选项在APP“MODE&=飞控参数设置&=高级设置&=返航”下。当APP出现低电量返航提示时如果您没有手动取消返航提示，过10秒后飞机会执行返航指令，先上升到所设定的返航高度然后执行返航。如果在低电量提示后想要手动降落飞机需要取消自动返航的提示，或返航过程中短按遥控器上的返航键重新获得控制权。严重低电量的情况下，不可手动取消返航。返航的过程中飞行器全程可控。 （3）请勿在晃动中上电如果有多块电池想要连续飞行，建议更换电池时等飞机稍微冷却之后再进行下一次飞行，最好不要连续飞行。上电时应在地面静置时再给飞机上电，不要在晃动中上电或直接把飞机拿在手上上电。手中上电会导致飞机z轴bias估测值与实际值偏差过大，导致飞机的航向轴漂移。 （4）在APP中开启多模式开关该选项在APP“MODE&=飞控参数设置&=高级设置&=允许切换飞行模式”下。在飞行器受指南针干扰后，会切掉指南针与GPS模块的工作状态，这时候使用自动返航功能是无效的。飞友们可以在飞行状态不对的时候，手动切换姿态模式来操控飞机，如果APP中没有开启这一选项，遥控器进行飞行模式切换是没有用的（F\A\P档都默认为P-GPS）。
（5）电池使用注意事项a、先对电池进行充电，充电过程中电池指示灯全部熄灭后为充满状态，充满后的电池请勿存放时间超过48小时，如果超过这个时间后，请再次对电池进行满充后使用，防止虚电飞行发生电量瞬间下降的现象。b、电池每使用20次后再满充满放循环一次来进行电量计算的校正。 （6）起飞前观察所飞行的环境飞行器的飞行场地应尽量选择空旷的场地，不要在人群，城市中飞行，在山地，河流等复杂环境飞行时应谨慎操作尽量不要超视距飞行。 （7）遥控器打杆时注意尽量柔和在推杆的时候应当尽量柔和，一般情况下勿持续打满杆行程，避免飞机转换航向时由于惯性过大导致漂移较快刹车不及，防止出现判断失误与控制失误的情况。可在APP “MODE&=飞控参数设置&=操控手感设置”中查看飞机的灵敏度，调节遥杆儿输出杆量的值。
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IMU&&每次都要 校准么！
安全飞行提示
每次校准IMU绝对是误导，IMU校准必须要水平，每次在户外的条件下如何达到水平
安全飞行提示
很多重點都是需要注意的。
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好贴！赞！
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b、电池每使用20次后再满充满放循环一次来进行电量计算的校正。
&&请问楼主和给位高手，这个 满冲满放&&是指把点用到 0% ，然后再充电 充到灭灯 就可以了吗？
&&话IMU 我都没校准过，看要求太高不敢校准，而且很多人说 IMU校准容易出问题或者校准后无法解释的怪事。
& && && & 以下是我个人理解和看到的信息，可能不对 共同讨论。
但是个人认为，飞行器四个脚 的脚垫可能都高低不一，我认为IMU也不是说一定要平得丝毫不差，只要平就可以了。还有就是&&IMU校准 前的准备工作，电量要足，在温度不热的环境下， 要让飞行器在校准点 静止不动停留一个半个小时。& &
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b、电池每使用20次后再满充满放循环一次来进行电量计算的校正。
&&请问楼主和给位高手，这个 满冲满放&&是 ...电池放电到百分之五左右就可以了。长时间放到百分之零容易造成电池过放。你可以把飞机低空飞到百分之十左右降落，然后开着机器连着APP放电，差不多到百分之五关机就好了。
IMU校准第一是需要是平地校准，第二就是你说的，要等机器断电冷却之后校准。正常的校准10分钟左右就能完成了。
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每次校准IMU绝对是误导，IMU校准必须要水平，每次在户外的条件下如何达到水平 ...也不要每次都校准，但如果飞机跟你一起经过了长途跋涉到一个新环境的话飞之前还是要校准一下。
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IMU&&每次都要 校准么！
不用每次，换环境飞的话最好校准。
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好贴！赞！
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很多重點都是需要注意的。
祝您爽飞不炸鸡！
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呵呵，用心的帖子
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本地飞，就直接飞就行了，只有旅游才会校准一些
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电池满充满放是什么意思
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电池满充满放是什么意思我的理解是充满后在把电池用到0然后在充不知道这样理解给正确
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啥时候可以降价？
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我的理解是充满后在把电池用到0然后在充不知道这样理解给正确放电到5%左右再充满
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啥时候可以降价？我们早期买的都不希望它降价，保值！
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这样还是会炸的，而且还是不受控的那种，炸得老惨了
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电池每使用20次后再满充满放循环一次来进行电量计算的校正
等着大肚子吧！
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imu不建議經常校準!
指南針倒是可以
風城瘋很大.......
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好东西，保存了，一定记得
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这样还是会炸的，而且还是不受控的那种，炸得老惨了不受控大多是因为飞机在姿态模式下，没有GPS，所以会漂移然后就很慌，不知道该怎么办了
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好东西，保存了，一定记得希望对你有帮助
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imu不建議經常校準!
指南針倒是可以大家一起讨论哈哈
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电池每使用20次后再满充满放循环一次来进行电量计算的校正
等着大肚子吧！ ...我都是10次循环一次
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也不要每次都校准，但如果飞机跟你一起经过了长途跋涉到一个新环境的话飞之前还是要校准一下。
...恩，言之有理，他应该是校准IMU的时候应该是以地球的切线为水平面的，要是两个地方相隔较远切线也不一向样了，对吧！！
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电池是不是无法循环100次,50次以后就严重的缩水么?您是行家,您有发言权...
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我刚从帕劳爽飞了几天回来。第一次带P3P出游，而且在出发前几天手贱把固件从119+APP 110升级到128+APP 120，还是蛮担心有问题的。我每次起飞时只作指南针校正，其中几次是在快艇停在海上时起飞的，但还是很顺利完成爽飞。但最初完成升级后并不顺利，升级后第一次在家楼顶试飞时，飞机自检时提醒要校正IMU，我看机器一直在检测中就不管它，待检测完成后IMU提示校正信息没有了，就只做了指南针校正，然后起飞，刚起飞拉升大约4米高，拨动方向时飞机失控了，往一边飞去，匆忙按返航健，飞机没返回姿态直接下降落下，距离起飞点大约10多米降落了，差一点飞出天台，吓出一身冷汗，当时特别后悔手贱升级了固件。后来重新开机，在提醒时直接手动校正IMU和指南针，起飞1米多后来回拨动方向检查飞机飞行方向，飞行动作正常，那时才敢飞出去。从那次后试飞几次，飞机没有再提醒IMU校正，我也只是每次校正指南针，每次试飞都正常，才敢带上去旅游，结果还是不错的。本人对新固件的使用心得：原地起飞高度500米，图传有时提醒信号不好，1、2百米高900米左右远也有时提醒信号不好，由于是新手在旧固件时很少飞，没有留意旧固件图传是不是也是这样，但与官方说的距离相差还是较大的。还有，旧固件飞完后，监控视频要花很长时间转码才能看，新固件飞完后已经同时完成转码，直接就能观看，另外，旧固件在飞几次后，提醒内存已满（应该是说手机的内存吧？飞机SD卡还有空间的），如果不清除一些用户中心里的监控视频，飞行时虽然显示还在录像中。但结果是飞机的SD卡没有图像记录），但新固件出现这种情况，手机没有记录监控录像，但飞机的SD卡是有记录录像的，这次在帕劳爽飞是，有一次在一个小岛上起飞时就跳出内存已满，提示很快就消失，监控画面正常我也就没有在意，但飞完后看监控录像，只有起飞的几秒钟图像记录，这时电池没电无法再飞，以为SD卡应该也是没有记录，感觉非常的失望，回酒店后取出SD卡检查，原来SD卡有记录，突然感到非常的兴奋，以上心得不知是否正确，请多包涵。
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您的经验对我们也很有借鉴价值，新的固件总会有人抱怨不好用，但官方应该还是改进了很多东西的，不然也没必要费时费力去做这个固件。其实飞飞机最重要的就是不能快，留给大脑思考好反映的时间，大多炸机都是慌乱中发生的，还有就是起飞前的各种观察检查，环境问题，飞机的状态等……
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我刚从帕劳爽飞了几天回来。第一次带P3P出游，而且在出发前几天手贱把固件从119+APP 110升级到128+APP 120 ...您的经验对我们也很有借鉴价值，新的固件总会有人抱怨不好用，但官方应该还是改进了很多东西的，不然也没必要费时费力去做这个固件。其实飞飞机最重要的就是不能快，留给大脑思考好反映的时间，大多炸机都是慌乱中发生的，还有就是起飞前的各种观察检查，环境问题，飞机的状态等……
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电池是不是无法循环100次,50次以后就严重的缩水么?您是行家,您有发言权...这个我真不知道，得问大疆吧
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我理解楼主的意思是每次上电都校准一下指南针并检查一下IMU是否需要校准，对于精密飞行电子仪器来说是很有必要的，不炸鸡不代表永远遇不到炸鸡事故，小心使得万年船
我的设备：Inspire1 X5升级版 双控
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谢谢前辈们的经验分享。IMU 有提示时 一定要谨慎，换飞行环境进行指南针校准也是 尽量为之，毕竟也花不了 2分钟。
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每次校准IMU绝对是误导，IMU校准必须要水平，每次在户外的条件下如何达到水平 ...可以试试相机三脚架。就像教程中那个白色的平台。
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在指南针受干扰后，会自动进入没有指南针修正的姿态模式。并不需要手动切换模式。
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大彊的鋰電池是4S的，假如電壓低過每節3.8V的話就會過放。
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手机上下载一个水平仪 校准多方便
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多多注意楼主提到的问题，是保证飞行安全的前提！！！！
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飞行指引和技术支持发电设备缺陷管理档案 - 发电设备缺陷管理档案 - 湘潭电机碳刷厂- 湘潭电机厂|湘潭电机集团有限公司
发电设备缺陷管理档案
发电设备缺陷管理档案
发电事业部
二○○九年二月十六日
编制说明：
为了解和掌握发电设备的健康状况，分析影响机组安全、稳定运行的根本原因，制定有针对性的治理措施，提高机组的健康水平，确保安全、稳定运行。发电事业部组织开展了发电设备安全隐患的排查工作，各单位结合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关内容、技术监督管理要求及主辅设备非计划停运事件逐台机组进行了排查，制定了设备缺陷及安全隐患治理措施及预期目标，建立了发电设备缺陷管理档案，为确保发电设备安全、稳定运行提供了工作目标和方向。
本次排查，登记、建档安全隐患及重大设备缺陷459项。要求各单位要高度重视，落实责任，如期实现既定目标，每季度对完成情况进行小结、年度进行全面总结，上报发电事业部。
注：计划完成时间A代表（A、B检、技改）；B代表（C、D检、临检）；C代表（运行维护中解决）。
发电企业设备缺陷汇总表
汽轮机设备
元宝山发电公司
通辽发电总厂
坑口发电公司
赤峰热电厂
盛发热电公司
通辽热电公司
发电企业设备缺陷管理档案
单位：元宝山发电有限责任公司
1号313MW机组锅炉为瑞士苏尔寿公司制造的低倍率循环复合锅炉。汽轮机系法国CEM公司制造的单轴、三缸、双排汽、亚临界、中间再热、反动凝汽式汽轮机，发电机系CEM公司制造的型号为WT23S―083AF3的水氢氢内冷发电机。机组自投产以来共经历了8次A、B级检修，最近一次大修时间为2002年。输煤系统由一期输煤系统、二期输煤系统、三期输煤系统和厂外输煤系统构成，一期输煤系统于1978年投入运行，主要完成火车运煤接卸到卸煤沟并输送到1号机组、2号机组原煤仓；二期输煤系统于1985年投入运行，主要完成火车来煤在翻车机进行接卸并输送到一期、三期输煤系统；三期输煤系统于1998年投入运行，主要完成二期输煤系统来煤，厂外输煤系统来煤、煤场接卸汽车来煤输送到3号机组、4号机组原煤仓；厂外输煤系统于2006年投入运行，主要完成元宝山露天煤矿来煤的输送任务。一期输煤系统共有十六台TD75型皮带机，四台HS型碎煤机，四台YG叶轮给煤机，两台MDQ15050门式堆取料机，两台LX13.5型螺旋卸车机及输煤系统附属设备；二期输煤系统共有十台TD75型皮带机，两台ZFJ-100型翻车机，两台QGS1500叶轮给煤机;三期输煤系统共有二十台DTSII型皮带机，两台KRC12×14型碎煤机，两台MDQ15050门式堆取料机及输煤系统附属设备；厂外输煤系统共有9台DTS型皮带机，两台HG-1500型环式给煤机。
已完成的重大改造项目：
2002年，1号锅炉燃油系统由重油改为轻柴油。
2002年，1号机组进行了自动化改造，将原始的继电器逻辑控制回路更改为先进的日立H－5000M型DCS控制系统。
2002年将发电机转子护环更换为18Mn18Cr材质的新护环。
主变压器为薄绝缘变压器，于日改造为山东电力设备厂生产的油浸固定变比三相强迫油循环风冷变压器。
220kV变电所开关原始安装为少油断路器，自2002年7月开始开关改造换型，更换为平高电气股份有限公司生产的LW10B型SF6断路器。
2002年#1机组两台循环泵更换为沈阳水泵厂生产的HBCX1800型立式斜流泵。
2002年＃1发变组保护改造为GE公司生产的UR系列微机保护，励磁调节器改造为北京吉思电气有限公司生产的GEC-1型微机励磁调节器。
2004年－2007年，将1号机组变电站监控系统改造为先进的微机自动监控装置，将全部220KV变电站保护改造为微机保护。
1991年，对一期输煤系统四台碎煤机进行改造，将原锤击式碎煤机改造为环式碎煤机，使提高了碎煤机的出力，消除了碎煤机轴承频繁过热缺陷。
1996年，在一期输煤系统卸煤沟加装两台螺旋卸车机，对火车来煤的接卸速度提高到十五分钟一辆，缩短了运煤火车的取重排空作业时间。
2002年，对二期输煤系统进行了改造，加装了14B皮带机，取消了原10P甲乙皮带机，保证了二期输煤系统能够可靠为三期输煤系统供煤。
机组主要设备健康状况描述：
目前，1号机组已经运行30年，达到了设计使用寿命，需要进行全面的寿命评估。
1号锅炉漏泄频繁，主要存在墙式过热器过热球化4级；二级过热器穿墙管腐蚀严重；末级过热器吹灰通道吹损减薄；一级再热器弯头内壁氧腐蚀；二级再热器出入口段过热球化4级；省煤器吹灰通道水平管吹损减薄；密封墙盒内水冷壁管腐蚀等缺陷。
锅炉排渣、除灰全部采用水力冲灰方式，耗水、耗电量比较高。
1号炉水冷壁和末级过热器结焦，每天需要吹灰器定吹两次，增加了四管漏泄风险。
1号炉启动油耗高达80t/次。
1号炉空气预热器漏风率高达14.04%。
1号汽轮机存在高压内缸变形 ，中压内缸进汽支撑柱断裂 ，三号轴颈处严重磨损，运行时温度高（最高达95℃），高压进汽装置裂纹等安全问题。
1号汽轮机各缸设计效率低于当前先进的设计水平。
1号汽轮机高、中压缸效率与设计值相比分别低1.06％和2.68%，因高中缸效率影响机组热耗率102.7kj/kWh，折合煤耗3.85 g/kWh，低压缸影响热耗约为84 kj/kWh（试验单位估算值），折合煤耗3.15 g/kWh，缸效偏低约影响煤耗180kj/kWh，折合煤耗约7 g/kWh。
1号机组平均供电煤耗达到352 g/kWh，较国产300MW机组平均供电煤耗338.79g/kWh高出13.21g/kWh，较进口300MW机组平均供电煤耗326.47g/kWh高出25.53g/kWh。
1号机三台电动给水泵设备老化，已到设计寿命，无进口备件，时常出现高负荷时转速调节不稳定的现象。
1号机组凝汽器铜管腐蚀严重，近年来铜管漏泄数量呈上升趋势。截止目前，#1水室共堵406根，#2水室共堵231根，合计669根，占总数（总共13000根）的4.9%。大量堵管使凝汽器换热效率降低，导电度超标，机组运行的安全经济性下降。
部分热力系统阀门老化严重，如冷再供辅汽联箱调节门阀体已出现裂纹，存在安全隐患。
1号高厂变超过30年的使用年限,有载开关直流电阻不平衡，目前无法调压运行。
1号机组DEH系统为法国ALSTOM生产的P320系统，控制程序设计不合理，与日立H-5000系统不兼容，经阿尔斯通公司技术人员多次完善和改进，仍没有彻底解决，导致1号机组机炉协调、一次调频、AGC重要控制功能不能投入。
1号炉电除尘器排放严重超标。
1号炉炉排故障频繁，影响锅炉稳定运行。
锅炉NOX排放超标。
目前输煤系统设备健康状况良好，存在较大的设备缺陷、隐患有：
一期输煤系统皮带机运行时间较长，皮带机架构磨损、腐蚀、强度降低，局部变形，运行时胶带跑偏。
1号、2号堆取料机滚轮机构滚圈强度不足，长期运行已经产生变形，频繁发生滚轮驱动机构联轴器、减速机、传动链轮损坏缺陷，不能稳定运行。
四座煤场均未设计建设防风抑尘挡墙，不能可靠防止煤场煤尘向四周扩散污染周围环境，不符合二十五项反措中防止重大环境污染事故的要求。
环式给煤机犁煤车不能稳定运行，由于设计结构存在不足，犁煤车驱动机构频繁发生行走车轮损坏、传动减速机地脚松动，传动齿销损坏缺陷。
厂外输煤系统传动滚筒结构不合理，频繁发生滚筒窜轴缺陷，影响厂外皮带机稳定运行。
输煤系统托辊由于长期运行已经达到寿命周期，频繁发生损坏缺陷。
三期输煤系统消防设备不能可靠投入自动运行，存在火灾隐患。
2号、3号机组原煤仓出现磨损漏洞，3号、4号原煤仓由于结构不合理，在雨季频繁出现粘仓棚煤缺陷。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
1、省煤器弯头磨损减薄（2008年普查共有235根在3.5mm以下）；
2、吹灰通道的省煤器水平管吹损减薄超标严重（根据2008年普查记录上下各三层共有1304根在3.5mm以下），悬吊管涡流磨损超标严重。
2008年因省煤器漏泄而造成机组非停2次。
飞灰磨损及吹灰器吹损，加之1号机组锅炉受热面已经6年多未进行大修，已经到了更换周期。
1、更换磨损减薄超标的省煤器弯头，并对角部省煤器边排管防磨瓦进行整理；
2、更换八层上4层、下4层省煤器水平管、悬吊管、北侧弯头，同时对上下各2层悬吊管加装防磨瓦。
减少非停2次。
1、二级再热器出入口密封墙盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0―3.8mm；
2、二级过热器出入口密封盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0―3.8mm；
3、末级过热器出入口密封盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0―3.8mm；
4、喷口附近水冷壁管腐蚀坑较严重；
5、水吹灰器区域水冷壁存在水击裂纹；
6、斜坡水冷壁存在硬物击伤坑及磨损超标管；
7、斜坡水冷壁“大鼻子”磨损减薄超标严重。
2008年水冷壁发生漏泄5次，造成机组非停2次。
二级再热器、二级过热器、末级过热器出入口密封墙盒内水冷壁管在受热面检修冲洗时，灰水进入密封墙盒，经过长时间侵蚀，产生腐蚀；
喷口附近水冷壁管长期运行，产生高温腐蚀；
水吹灰器区域水冷壁长期运行产生水击裂纹；
斜坡水冷壁经长期运行被灰渣磨损。加之1号机组锅炉受热面已经6年多未进行大修，已经到了更换周期。
1、更换二级再热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管，加装密封盒重新浇注捣打料（与二级再热器同时）；
2、更换二级过热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管，加装密封盒重新浇注捣打料（与二级过热器同时）；
3、更换末级过热器出入口穿墙管密封盒内水冷壁管，加装密封盒重新浇注捣打料（与末级过热器同时）；
4、更换水吹灰器区域水冷壁裂纹管及膜式壁；
5、喷燃器处水冷壁检查更换，同时对处腐蚀水冷壁进行喷涂；
6、更换变形及减薄超标斜坡水冷壁管，恢复脱落的斜坡水冷壁防磨瓦，四角浇注捣打料；
7、更换斜坡“大鼻子”水冷壁。
减少非停2次。
1、墙式过热器:水吹灰区域围带管、墙式过热器焊口及大部分墙过管存在裂纹，同时墙式过热器已经过热球化4级；
2、二级过热器：二级过热器出入口穿墙管在密封盒内腐蚀严重（腐蚀坑1.0―1.5mm）；
3、末级过热器：管排由于其下部悬吊管卡块烧损和开焊而下沉，最严重部位下沉超过1米；末过悬吊管由于受末过大面积结焦影响，部分水冷壁悬吊管（主要靠东西侧）长期处于高温运行状态。同时蒸汽吹灰器吹灰造成的悬吊管减薄（或涡流坑）也降低了悬吊管强度，加之以前多次出现小联箱节流孔堵塞、水冷壁放水门漏泄、下部水冷壁管漏泄和悬吊爆管等情况，均造成部分悬吊管长时或短时的流量不足，并经过长期积累，最终导致大面积悬吊管存在过热（个别管径涨粗）现象和金相组织变化等问题；末级过热器吹灰通道吹损减薄、涡流普遍1.5―2.5mm，上下表层管防磨瓦部分损坏。
2008年，过热器共发生漏泄1次。
墙式过热器处于高温端，长期运行墙式过热器已经过热球化，同时加之水吹灰器吹灰，导致墙式过热器焊口及大部分墙过管产生水击裂纹；
二级过热器出入口穿墙管在受热面检修冲洗时，灰水进入密封墙盒，经过长时间侵蚀，产生腐蚀；
末级过热器处于高温运行状态过热，加之以前多次出现小联箱节流孔堵塞、水冷壁放水门漏泄、下部水冷壁管漏泄和悬吊爆管等情况，均造成部分悬吊管长时或短时的流量不足，并经过长期积累，最终导致大面积悬吊管存在过热；同时末级过热器吹灰通道受吹灰器长期吹损，导致其磨损减薄。
1、更换墙式过热器及相应水冷壁；
2、更换二级过热器出入口穿墙管及密封盒内水冷壁管，加装密封盒重新浇注捣打料；
3、更换末级过热器出入口水平段（包括穿墙部分）及所有悬吊管，并将吹灰通道上下各四层水平管（应吹灰器侧）及悬吊管进行喷涂约160平方米。
减少非停1次。
1、一级再热器：一级再热器南北侧弯头内壁有腐蚀坑，个别深度达1.9mm；
2、二级再热器：
1）二级再热器出口段水平管腐蚀严重（测量壁厚4.0―6.0mm，原始壁厚8mm），2007年小修其间已更换23根；
2）二级再热器出入口密封墙盒内水冷壁管腐蚀严重,普遍测量在3.0―3.8mm；
3）二级再热器悬吊管有多处涡流磨损坑，涡流坑深1～2mm。
2008年，再热器共发生漏泄2次，造成机组非停1次。
一级再热器南北侧弯头内壁和二级再热器出口段水平管长期运行产生氧腐蚀；
二级再热器悬吊管受吹灰影响产生涡流磨损。
1、将一级再热器南北侧弯头全部更换；
2、二级再热器：
1）更换二级再热器出入口管排（包括穿墙部分）及悬吊管，同时对上下各二层水平管（应吹灰器侧）及悬吊管进行喷涂；
2）更换二级再热器入口段穿墙管及密封盒内水冷壁管。
减少机组非停2次。
1号机组电除尘器效率达不到设计值，加之电除尘器服役时间长，导致阴极线疲劳断裂，经常造成电场短路。
由于当时环保要求不高，原有电除尘器的单台设计烟气量为955000m3/h，总收尘面积只有13820m2，比集尘面积仅为52m2/ m3/s。理论上要达到除尘设计效率99.5%，粒子驱进速度要取到10cm/s，实际粒子驱进速度在7cm/s。而驱进速度取值过高，总收尘面积偏少，实际运行中除尘器效率不可能达到设计值，电除尘器除尘效率只能达到98.2%。
对电除尘器进行整体改造。
改造后烟尘排放达标，低于100mg/Nm3
炉排运行中故障频繁。
炉排链条和炉排板长期运行产生磨损。
对磨损的炉排链条和炉排板全部进行更换。
抽炉烟管道白钢内衬管
抽炉烟管道白钢管炸裂、错位
抽炉烟管道白钢管在磨煤机启停过程中，温度频繁变化，特别是在磨煤机定检时，由于磨煤机大门拉开，外部冷风吸入，白钢内衬管表面温度急剧下降，造成白钢管炸裂。
1、更换白钢管；
2、严格执行白钢管焊接工艺。
消除白钢管炸裂缺陷，增加运行安全性。
二、汽轮机设备
运行时3号轴承温度高,满负荷时最高达95℃。
3号轴承轴径圆柱度不好，轴瓦工作区中间直径大,向两端轴径渐小，最大直径相差0.10mm。
利用1号机大修高中缸整体返厂进行通流调整机会，对3号轴承处理轴径进行加工研磨处理。
3号轴承运行时温度小于80℃。
液压控制系统的控制液所使用的磷酸酯抗燃油酸值频繁超标。
液压控制系统的控制液所使用的Furquel EHC磷酸酯抗燃油运行年限已达11年，随着运行年限的延长油品老化现象日益突出，已有多项指标接近或达到控制标准。
一次性将控制液全部更换。
可以延长控制液的运行寿命以及液压系统各组件的使用寿命，从而实现了机组液压系统运行的安全可靠性。
随机引进的三台苏尔寿给水泵设备老化，故障率和厂用电高，影响机组安全稳定运行；配件昂贵，维修很不经济，已经严重影响设备安全稳定运行。
设备老化比较严重，国外备件费用较高，液压联轴节勺管卡涩，多次出现调节迟缓现象。
计划在年将电动给水泵换型改造为汽泵。
确保给水系统安全稳定运行，降低厂用电率，确保机组安全稳定运行。
高压调节阀
在1号、4号调速汽门上腔两筋板间存在裂纹。
由于设备在运行中筋板承受较大气流冲击，在筋板间存在较高的局部应力，长期运行中，产生热疲劳裂纹，另外在裂纹检查与处理过程中也注意到筋板中间开口根部有较大原始铸造楞角，未在出厂时处理，形成了较大的应力集中，这是筋板中间开口根部较其它部位首先开裂，并且裂纹较深的主要原因，因此高压调节阀的裂纹发生既有设计结构方面的原因，也有工艺方面的原因。
对四台高压调节阀整体更换。
保证设备安全、可靠。
1号高压旁路阀;1号、2号高旁出口管
1、1号高压旁路阀下葫芦体内壁表面上存在严重的大范围网状裂纹，现在裂纹深度最深达到11mm，排汽口过渡区圆角处也有条状裂纹，最深8mm，阀座平面上存在基本均匀分布的辐射状裂纹。高旁减温罩喷嘴体外部锥形表面上布满网状裂纹，裂纹深2～25mm；
2、1号、2号高旁出口管第一个弯头及弯头前10CrMo910管段、15Mo3管段内壁存在大面积龟状裂纹。
通过高压旁路阀下葫芦体与出口管裂纹出现的位置、特点与深度进行分析认为：由于高压旁路调节阀在系统中的功能、特点，决定了高压旁路阀与阀后一段距离的出口管在工作时将承受冷再和主蒸汽的冷热温差，在开启时承受减温水和主蒸汽汽水混合的热交换过程。这样阀体及阀内部件及阀后近距离管路受冷热交变应力的作用，随着运行时间增加逐渐出现裂纹。这是高旁阀体与出口管路出现裂纹的直接原因。
1、更换CCI进口阀门；
2、更换存在裂纹的管段及弯头。
消除高旁阀体及出口管路开裂事故发生的隐患，保证人身和设备的安全。符合《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。
1号机组冷再供轴封调节阀
该阀门内漏，造成轴封蒸汽温度高于标准值（150℃）20℃，影响着机组的安全稳定运行
该阀门随机组投产运行至今，由于阀内件各部间隙增大，阀门内漏。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵，维修很不经济，计划对该阀门进行重新选型、更换。
避免由于阀门内漏轴封温度升高，保证机组的安全稳定运行
1号机冷再供辅汽联箱调节门
阀体内部及阀内件冲蚀严重，经探伤检验发现阀体内部布满网状裂纹，成为阀体爆破、高温介质漏泄的隐患，影响着人身和设备的安全。由于阀内件各部间隙增大，阀门内漏频繁，阀后管路冲蚀减薄加剧。
该阀门工作环境具有介质温度高、压力大的特点，工作条件相对较差，故磨损率也较大，自随机组投产后经长时间运行出现了内漏现象。阀门经多次研磨处理后，其阀座与门瓦的密封合金面已研磨殆尽，失去了修复价值，特别是阀门阀体冲蚀相当严重，壁厚减薄，运行中经常出现阀体外漏现象，检修时虽进行多次补焊，但收效不大。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵，维修很不经济，计划对该阀门进行重新选型、更换。
避免由于阀门内漏造成大量的汽水损失,消除高温高压管路爆破的隐患，保证人身和设备的安全。
近年来铜管漏泄数量呈上升趋势。截止目前，1号水室共堵406根，2号水室共堵231根，合计669根，占总数（总共13000根）的4.9%。大量堵管使凝汽器换热效率降低，凝结水导电度超标，机组运行的安全经济性下降。
凝汽器铜管腐蚀严重
更换漏泄的铜管
提高凝汽器换热效率，保证凝结水导电度。
三、电气设备
1、超过30年的使用年限；
2、有载开关直流电阻不平衡已无法修理，也无可以替换的产品（厂家早已停产），目前已不调压；
3、变压器损耗较大；
4、本体严重渗油无备件；
5、本体及有载开关易发生突发性故障。
1、1号高厂变为早期进口产品，已运行31年，无备件；
2、有载开关直流电阻不平衡，经过了5次大修，已无法修理也无可以替换的产品（厂家早已停产），目前已不调压；
3、早期产品，工艺材质落后，变压器损耗较大；
4、本体及有载开关存在重大隐患，线圈曾经发生过短路过、撑条掉落、抗短路冲击能力差，器身易发生突发性故障。
更换为新型无励磁调压低损耗变压器。
变压器运行情况良好，安全稳定。
1号磨煤机电机
已服役30年，电机各方面均有不同程度损坏。
1号炉磨煤机电机由于服役时间长，电机不同程度出现了定转子铁芯松动，压指弯折、变形，转子短路环过热变形，电机端盖变形，定子铁芯槽口损伤，槽楔经常性脱落等问题，严重影响电机的安全稳定运行。
订购新电机，逐步更换取代现有的电机。
电机运行良好，避免由于电机故障而影响机组的安全稳定运行。
1号机6KV开关
1号机6KV开关为法国CEM公司随机产品，其中CB41型开关为8台，CB27型开关为41台。1975年投入运行，CB41型开关及CB27型开关为少油型断路器，开关已运行30多年，近几年来，故障频繁发生，操动机构损坏严重，经常出现开关储不上能、合不上闸、开关本体漏油、辅助接点通断不好、开关二次接插件损坏的故障，开关机械主轴拐臂出现断裂事故。
开关机械已到使用寿命，开关需要改造换型。
我厂3号、4号机6KV开关及改造后的2号机6KV开关皆为真空型断路器和真空型接触器，自投运以来，开关合断正常，反馈信号正确，日常检修维护工作量较小，运行效果非常好，工作可靠性较高，有利于机组的稳定运行。因此将少油型断路器改为真空型断路器。
改造后真空断路器稳定运行，不发生因开关故障导至跳机事故。
热控设备：
1、DEH系统一直在手动方式下运行，不能投入自动；
2、一次调频、AGC等重要功能不能实现，影响机组自动化水平的提高；
3、DEH系统唯一的一个操作员站经常死机，也不能进行操作员站的备份，一旦操作员站的硬盘故障或其它硬件故障，运行人员将无法进行操作，威胁到机组的稳定安全运行；
4、信号隔离器老化，线性已发生漂移。阀位变送器工作不稳定。
1、自系统投入使用以来系统的设计、软/硬件暴露出诸多问题，虽经阿尔斯通技术人员多次完善和改进，但存在的问题一直未能解决；
2、操作员站配置特殊，使用专用操作系统和应用软件，不能有效备份，如果配备冗余的操作员站，除需购买硬件外，还需支付全套的软件费和工程集成费，费用较高；
3、转换器、阀位变送器长期在高温环境下工作，致使电子老化、工作特性漂移。
DEH改造拟优先选用国内主流的分散控制系统，替代现在使用的P320控制系统，同时进行DCS系统的整体升级。
通过DEH改造和DCS升级，完成整个控制系统的优化，实现一次调频、协调、遥调等功能，提高机组的自动化水平。
火焰检测设备
6台磨煤机煤粉喷口未安装单火咀煤火检设备，违反二十五项反事故措施。
无煤火检使炉膛失去全炉膛火检保护，并且无法确定锅炉最低稳燃负荷，影响机组燃烧节油工作的进行。
机组从建设至今一直未设计单火咀煤火检。
在煤粉喷口处重新设计安装孔，安装煤火焰检测设备。
符合二十五项反措要求。
五、输煤系统
1P甲乙、2P甲乙、3P甲乙、4P甲乙皮带机
皮带机运行时跑偏严重。
1、皮带机架构支撑立柱，斜拉筋均出现磨损沟痕，最大磨损深度达到4毫米、8P甲乙立柱接近地面部分腐蚀厚度超过2毫米，导致皮带机架构强度降低、局部变形，胶带运行时频繁发生跑偏、撒煤、刮磨胶带缺陷。
2、皮带机调偏装置不能可靠运行，由于跑偏装置长期运行，调偏装置立轴锈蚀严重，不能灵活可靠动作，无法起到可靠调偏作用。
1、对皮带机整体架构进行位置校正，对皮带机支撑立柱磨损严重的部位进行补强，对立柱根部加补强筋板，并重新进行防腐。
2、对调偏装置进行改进，并根据调偏装置使用寿命定期进行修理，更换损坏部件，达到可靠调偏作用。
不发生由于胶带跑偏造成的胶带刮磨损坏影响上煤缺陷
1号、2号滚轮机构强度不足，频繁发生滚轮机构故障
滚圈椭圆变形，滚圈结合面螺栓频繁拉长松弛，料斗塌陷、传动链轮打齿，链条断裂缺陷频发，滚轮机构小车掉道。
由于1号、2号堆取料机原设计煤质粒度小于60毫米，滚圈整体强度较低，随着煤质变差，暴露出滚轮机构滚圈强度不足，料斗强度不足，滚轮传动机构强度不足问题，造成滚轮机构不能可靠稳定运行。
对滚轮机构整体进行改进，提高滚轮机构滚圈、料斗、传动机构强度，加装防止小车掉道装置，对活动梁进行加固，保证活动梁能够耐受取料冲击。
不发生由于滚轮机构故障造成的机组缺煤减负荷故障。
1号、2号环式给煤机
环式给煤机犁煤车频繁发生行走车轮损坏、轨道爬行、传动基座开裂、传动齿销松动脱落、犁煤车犁刀拉筋断裂。
由于原设计不合理，行走车轮频繁与轨道刮卡，造成车轮轮缘碎裂、轨道爬行，犁煤车犁刀拉筋处于煤流中，极易磨损，造成强度降低，犁刀拉筋开裂，传动机构基座刚度不足，经常出现基座地脚开裂，由于载荷过大，传动齿销过载松动脱落。
对犁煤车进行改造，改变行走部分支撑方式，采用固定支撑轮方式，使轨道与车体同步运转；对犁煤车驱动机构改造，降低基座高度，提高基座刚度；对犁煤车犁刀拉筋进行改造，在犁刀背向煤流侧加装支撑筋板，提高犁刀支撑强度；对传动齿销进行调整加固，提高传动精度。
不发生由于环式给煤机故障影响机组上煤缺陷。
101、102、103、104、105、106、107皮带机
频繁发生滚筒窜轴、轴承烧损缺陷。
由于厂外输煤系统设计安装滚筒为胀紧套结构和轴承无轴肩定位结构，滚筒轴承不能柯傲定位，造成运行时滚筒频繁窜轴，轴套与轴发生磨损，轴承过热。
对滚筒轴承两端加装定位挡板及定位隔套，对滚筒张紧套紧定螺栓进行紧定并做防松处理。
不发生滚筒轴承烧损缺陷。
发电企业设备缺陷管理档案
单位：元宝山发电有限责任公司
2号626MW机组锅炉为德国斯坦缪勒公司制造的本生直流锅炉。汽轮机系法国阿尔斯通―大西洋公司制造的600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、冲动凝汽式机组。发电机系法国阿尔斯通――大西洋公司制造的型号为T264／640的水氢氢发电机。到目前为止，共进行了6次A、B级检修，最近一次大修为2006年完成。
已完成的重大改造项目：
1996年，2号锅炉电除尘器进行了电除尘内部改造，对振打系统，供电方式，灰斗加热及气流均布系统进行了改造，采用了分区供电形式。
1999年，＃2机励磁调节器改造为北京吉思电气有限公司生产的GEC-1型微机双通道励磁调节器。2001年，2号锅炉电除尘器增加了2台280m2的除尘器并在原有电除尘器后加设了第四电场。
2006年，2号锅炉将重油系统改为轻油系统。
2003年，因低压末级叶片拉筋频繁断裂，在阿尔斯通公司指导下对#2机组低压末级叶片顶端进行切割250 mm，保留自由叶片长度为830mm。
2006年，更换了#2机组#3高旁阀体，解决了原阀体存在裂纹问题。
2006年，更换了#2机组空压机。
2002年，进行了#2机组DAS系统的改造。
2006年，对DEH系统进行了改造，换型为新华生产的DEH-V型控制系统。
2001年，发电机大修，更换7根定子线棒，对端部固定结构进行了改进。
机组主要设备健康状况描述：
2号炉锅炉受热面漏泄频繁。目前2号锅炉受热面主要存在水吹灰器、抽炉烟口、油燃烧器、人孔门附近水冷壁裂纹；斜坡水冷壁管磨损减薄；二过屏管排散排及水平管磨损减薄；省煤器弯头飞灰磨损等缺陷。
2号锅炉结焦较为严重，频繁投入吹灰器造成受热面管材磨损严重。
2号炉锅炉再热器减温水量偏高。设计为30.74t/h，实际运行中年均在55―60t/h左右，最高达到100t/h左右，造成热耗增加78 kj/kWh 。
2号炉启动助燃油耗高达120t/次。
2号炉空气预热器漏风率偏高。目前2号炉空气预热器漏风率为14.29%。
2号机组平均供电煤耗达到338 g/kWh，较国内亚临界600MW机组平均供电煤耗328.47g/kWh高出9.53g/kWh。
2号汽轮机高中压缸实际效率（545MW）与设计值相比分别低4.84％和0.84% ，缸效影响机组热耗率约为4.48kj/kWh，折合煤耗3.6 g/kWh。
2号汽轮机低压末级叶片因拉筋断裂，截短后经济性差，根据叶片截短后的效率试验，在额定负荷工况下，改造后比改造前机组出力下降6.2MW；65%额定负荷工况下，改造后比改造前机组出力下降16.4MW（90%额定负荷工况，由于截短后试验工况偏离较大，无法进行出力比较）。改造后比改造前的热耗高143.3 kj/kWh。目前低压缸影响热耗约296.6 kj/kWh，折合煤耗约为11.2 g/kWh。
2号汽轮机中压内缸死点销存在裂纹变形问题，高压喷嘴叶片多次出现裂纹，低压末级叶片截短后无拉筋，存在安全隐患。
2号机组热力系统存在影响机组热耗率的设计，部分热力系统阀门老化内漏。
2号发电机定子绕组励侧端部及引线固定结构松动，导致多处发生振动磨损，且振动对发电机安全运行构成严重危胁。
变电所500kV隔离开关产品老旧，性能不稳定；轴承及转臂经常发生锈死现象；操作时多次发生过卡滞而将传动主轴扭断的现象；刀闸上部平衡弹簧外露易产生锈蚀。
2号机组控制系统落后，采用西门子组装式控制仪表，控制程序不能灵活方便组态，致使调节手段单一，燃烧自动控制功能不完善，自动化程度不高，运行可靠性差。
受控制系统技术条件限制，机炉协调、遥调、快速甩负荷等必要的控制功能无法实现 。
锅炉排渣、除灰全部采用水力冲灰方式，耗水、耗电量比较高。
2号炉电除尘器虽然经过两次改造，但目前排放仍然超标。
2号炉炉排故障频繁，影响锅炉稳定运行。
锅炉NOX排放超标。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
省煤器弯头飞灰磨损、省煤器出排管与水冷壁及水冷壁钢梁附件碰撞磨损。
2007年省煤器发生漏泄1次。
飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损所致。
对磨损的18层下南北侧省煤器弯头进行更换，恢脱落防磨瓦。
减少非停1次
1、17层一级再热器水平管在悬吊管处存在涡流坑、表层管在防磨瓦内存在腐蚀情况；
2、16层一级再热器上
下表层管腐蚀坑深
1.0―1.5mm。
飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损所致。
1、更换减薄超标的一级再热器、二级再热器减薄超标水平管、悬吊管，并对防磨瓦进行整理；
2、更换16层一级再热器上下水平管。
减少非停1次
1、二级过热器出口管排存在老化过热现象，散排、脱排严重，水平管存在吹损减薄情况；2、18层部分二级过热器水平管磨损、防磨瓦脱落；
3、13层三级过热器水平管存在吹损减薄、防磨瓦脱落；
4、11层末级过热器水平管、悬吊管存在吹损减薄，防磨瓦脱落，同时存在掉排、脱排情况。
2008年，因过热器漏泄造成机组非停2次。
1、二级过热器出口管排处于高温区，造成管材过热，同时部分限位卡块脱落和错位，导致卡块与管材之间容易撕裂；
2、二级过热器水平管减薄为飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损。
3、三级过热器水平管减薄为飞灰磨损及吹灰器携带飞灰吹损。
1、整体更换二级过热器出口管排南北共48排，包括穿墙部分；
2、对磨损超标的二级过热器水平管进行更换，恢脱落防磨瓦；
3、更换三级过热器、末级过热器减薄超标水平管、悬吊管，并对防磨瓦进行整理；
4、对末级过热器掉排、脱排管进行复位
减少非停2次
1、斜坡水冷壁管磨损减薄，东南角、西北角普遍测量值在2.5―3.5mm；
2、渣井覆盖角部分防磨瓦脱落；
3、水吹灰器附近水冷壁存在水击裂纹；
4、9层人孔门处水冷壁管与密封盒应力集中，容易产生裂纹；
5、抽炉烟口最里侧直角弯头存在内壁裂纹；
6、油燃烧器区域弯管水击裂纹严重普遍1.5―2.0mm；
7、竖直段水吹灰器弯管应力裂纹1.0―1.5mm。
2008年，水冷壁共发生漏泄6次，造成机组非停5次。
1、东南角、西北角斜坡水冷壁管磨损减薄为灰渣长期磨损所致；
2、水吹灰器附近水冷壁存在水击裂纹为吹灰器吹扫所致；
3、9层人孔门处水冷壁管与密封盒裂纹为结构应力集中；
4、抽炉烟口最里侧直角弯头存在内壁裂纹为结构应力集中；
5、油燃烧器区域弯管裂纹为吹灰器吹扫所致。
1、更换磨损减薄的斜坡水冷壁管磨，恢复渣井覆盖角防磨瓦；
2、东南角、西北角斜坡水冷壁弯管整体更换50片（带抓钉）；
3、检查更换水吹灰器附近存在水击裂纹的水冷壁管，更换裂纹超标膜式壁；
4、更换9层8件人孔门、弯管组、密封盒组件；
5、更换1号―#8抽炉烟口最里侧直角弯管组（4根）；
6、更换16台油燃烧器弯管组；
7、更换竖直段水吹灰器弯管及密封组件（24组）。
减少机组非停5次
炉排运行中故障频繁。
炉排板长期运行产生磨损。
对磨损的炉排板全部进行更换。
提高炉排运行的安全性和稳定性。
电除尘器除尘效率达不到设计值；原有两台电除尘器四电场投不上。
电除尘器入口烟道气流均布效果不好，导致各台除尘器烟气分配不均，影响了除尘效率；原有两台电除尘器四电场设计间距偏小，导致电场无法投运。
对电除尘器入口烟道气流均布装置和原有两台电除尘器四电场进行改造。
电除尘器出口粉尘排放达到100mg/m3。
抽炉烟管道白钢内衬管
抽炉烟管道白钢管炸裂、错位。
抽炉烟管道白钢管在磨煤机启停过程中，温度频繁变化，特别是在磨煤机定检时，由于磨煤机大门拉开，外部冷风吸入，白钢内衬管表面温度急剧下降，造成白钢管炸裂。
1、更换白钢管。
2、严格执行白钢管焊接工艺。
消除白钢管炸裂缺陷，增加运行安全性。
二、汽轮机设备
5号轴承在机组启动冲转过程温度过高，最高达105.21℃；启动冲转过程中，5号轴承温度随转速升高而升高，最高升至105.21℃；机组带负荷后，5号轴承温度开始下降，而4号轴承温度开始升高，4号轴承温度最高升至107℃，而此时5号轴承下降至86℃；之后，4号轴承开始回落，而5号轴承温度开始升高，最后4号轴承温度回落至87℃,而5号轴承温度升至91℃后趋于稳定。
原因未查清。
加强跟踪监视，搜集参数，寻找规律，查明原因，利用2010年2号机大修机会，重新对轮找中心，检修滑销系统和轴承检修，进行治理。
启动过程中小于90℃。
中压内缸死点销
由于中压缸结构设计不合理，投产后的二号机组中压内缸定位销，运行中产生严重变形及根部裂纹，造成中压内缸轴向发生位移，成为汽轮机安全运行的重大隐患。93年机组大修，解体发现中压内缸两侧定位销变形严重，左侧后移2.85mm,右侧后移3.55mm,造成中压1至6级隔板汽封、叶顶汽封全部损坏，同时中压第1至6级隔板与转子叶轮均发生不同程度的轴向磨损。针对这一问题，我厂与法国阿尔斯通公司合作，对中压缸定位销进行了加长、加高的改造处理，增加了销子支撑面积和强度。2001年和2006年机组大修检查，发现中压内缸定位销根部与中压外缸定位销槽根部，均再次出现明显的裂纹和变形。纹长190mm。此问题一直未得到很好的解决。
中压内缸死点销设计不合理，中压内缸死点销处理高温环境下，强度达不到要求，同时材料的焊接技术要求高，焊接工艺和热处理不足。
利用通流改造，对中压内缸死点销进行结构改进和重新焊接处理。
无裂纹出现
&1号高压旁路阀
高压旁路阀下葫芦体内壁表面上存在严重的大范围网状裂纹，现在裂纹深度最深达到12mm，排汽口过渡区圆角处也有条状裂纹，最深9mm，高旁减温罩喷嘴体外部锥形表面上布满网状裂纹，裂纹深3～20mm。
通过高压旁路阀下葫芦体裂纹出现的位置、特点与深度进行分析认为：由于高压旁路调节阀在系统中的功能、特点，决定了高压旁路阀在工作时将承受冷再和主蒸汽的冷热温差，在开启时承受减温水和主蒸汽汽水混合的热交换过程。这样阀体及阀内部件受冷热交变应力的作用，随着运行时间的增加逐渐出现裂纹。
更换CCI进口阀门。
符合二十五反措要求，消除了高旁阀体开裂事故发生的隐患，保证人身和设备的安全，为机组的安全稳定运行提供了保障。
汽泵再循环调节阀
汽泵两台再循环调节阀由于所处的系统前后压差较大，在20余年的运行时间里，调节阀逐渐出现不严、内漏的现象，尤其在近七年的时间内，内漏现象愈加频繁。阀门内漏的存在，不但造成介质的大量损失而影响机组的热经济性，同时还将造成阀体及阀后管路的急剧冲蚀、减薄，严重威胁着人身和设备的安全。汽泵在调节阀内漏时无法满负荷运行，对机组的经济运行产生较大的影响。经过多年运行，阀体内部及阀内件已被严重冲蚀。
汽蚀是造成阀门损坏的主要原因。阀门前后压差高，运行工况恶劣，虽经阀门内部多级降压，依旧不能避免汽蚀现象。
重新选型更换两台调节阀
消除阀门内漏，确保汽泵经济运行。
冷再供辅汽联箱调节门
阀体内部及阀内件冲蚀严重，经探伤检验发现阀体内部布满网状裂纹，成为阀体爆破、高温介质漏泄的隐患，影响着人身和设备的安全。由于阀内件各部间隙增大，阀门内漏频繁，阀后管路冲蚀减薄加剧。
该阀门工作环境具有介质温度高、压力大的特点，工作条件相对较差，故磨损率也较大，自随机组投产后经长时间运行出现了内漏现象。这些阀门经多次研磨处理后，其阀座与门瓦的密封合金面已研磨殆尽，失去了修复价值，特别是部分阀门阀体冲蚀相当严重，壁厚减薄，运行中经常出现阀体外漏现象，检修时虽进行多次补焊，但收效不大。
由于对阀体及阀内件的修复价格昂贵，维修很不经济，计划对该阀门进行重新选型、更换。
避免由于阀门内漏造成大量的汽水损失,消除高温高压管路爆破的隐患，保证人身和设备的安全。
三、电气设备
1、定子励侧端部线棒与适形夹件之间、线棒与测试线之间有磨损点，线棒与鳄鱼板下适形垫块之间磨损点增多，线棒主绝缘损伤；
2、定子励侧端部鳄鱼板与外端环连接处磨损点增多；
3、定子励侧线棒出槽口绑环垫块与线棒间有一处磨损，绑环垫块之间有两处磨损；
4、定子励侧漏油增多，对线棒绝缘表面污染较重；
5、定子励侧密封小室B、C相绑测绝缘罩磨损粉末较多，绝缘罩粘接处开裂；
6、定子汽侧绕组和端部结构部件无磨损、油污。
由于定子励侧端部结构部件固有频率在100Hz左右（东北电科院报告），绕组支撑、固定方式刚性较差，绝缘拉杆和端头斜楔经过几次预紧后，产生疲劳，拉紧强度降低，造成励侧绕组鼻部整体支撑和固定结构振动幅值增大，磨损点增多，振动值向内传递，对局部线棒和垫块之间造成磨损，在运行中形成不良循环，隐患较大。目前，发电机安装的定子端部在线振动检测装置测量结果显示发电机励侧端部8个检测点（已有一点损坏）数值均超过500&m，有1－2点瞬时幅值达到毫米以上，并有增大趋势。
1、对发电机端部在线测振装置进行校验，更换部分元件（此项工作需专业生产厂协助完成）；
2、对发电机励侧端部线棒之间、弓形引线之间、线棒与外部支撑环之间增加支撑垫块，改变结构振动频率，提高固定结构的刚性强度（此项工作需东北电科院、发电机生产厂协助完成）；
3、研究和更换发电机励侧线棒端部固定支撑斜楔的绝缘拉杆为不锈钢材质（此项工作需发电机生产厂协助完成）。
1、发电机定子端部整体固有频率避开范围力争达到≤95或 ≥110Hz；
2、正常运行时，定子端部倍频位移峰－峰值小于250&m，报警值控制在400&m以内。
主变备用相
代3号主变B相运行期间，油色谱总烃含量超标并含有乙炔，变压器退出运行。
有过热故障点。
先现场排油内检大修，根据内检情况再决定是现场吊罩大修还是返厂大修。
色谱含量正常。
变电所500kV隔离开关
1、产品老旧，性能不稳定；
2、轴承及转臂经常发生锈死现象。操作时多次发生过卡滞而将传动主轴拧折的现象；
3、刀闸上部平衡弹簧外露易产生锈蚀。
1、1984年产品，产品老旧；
2、该产品头部裸露，主传动轴承没有加油孔，密封不严，转臂转轴没有自润滑性能，因此造成轴承经常发生锈蚀现象，操作时卡滞而将传动主轴拧折；
3、刀闸上部平衡弹簧外露。
进行改造，更换为新型隔离开关,2009年计划实施4组。
开关合断良好，信号正确。
6KVSF6断路器
单元6KV工作及备用电源开关工作可靠性降低严重，经常出现拒分及拒分故障。
2号机单元6KV FRUR－350型SF6断路器，因运行时间过长，操动机构磨损严重，经常出现开关合闸跳跃或拒合故障，另外，开关辅助接点通断不好，经常出现反馈故障及联动不好等情况，工作可靠性较低，严重影响机组的安全与稳定运行。
将单元6KV两段尚未进行改造的工作及备用电源进线开关、输煤I段及输煤II段电源开关、2台循环泵电源开关、2号水源变开关及PT车等SF6断路器进行改造，然后再增加两台脱硫变电源开关、1台凝泵变频器开关、两台备用开关，所有断路器及PT开关柜全部拆除，每段更换为9面KYN28Z型开关柜，柜内选用工作可靠性较高的VD4型真空断路器。
开关合断良好、信号正确、闭锁可靠。
三、热控设备
1、控制系统目前机组最基本的控制要求协调等均不能正常投入，无法满足机组自动化控制要求；
2、就地二次仪表发生瞬间坏质量的几率大大提高，受系统本身难以追忆的特点，给故障的处理分析带来不利；
3、多数设备的备件在市场上已经采购不到。
1、控制系统由组件式仪表搭接实现机组的整体控制，受该型仪表性能限制，不能实现较为复杂的控制功能；
2、就地二次仪表已严重老化。部分就地设备与控制系统配套，非标准信号产品，DCS改造前不能更换；
3、控制组件等设备运行了20多年，已被市场淘汰。虽然加大了组件国产化，但仍无法解决备件匮乏和设备不能完全匹配而造成的故障率高的问题。
选用当前主流分散控制系统，替代组件式仪表搭接的控制系统。更换非标准信号的变送器、执行器等就地设备。
自动投入率100%，实现一次调频、遥调等功能。
火焰检测设备
8台磨煤机煤粉喷口未安装单火咀煤火检设备，违反二十五项反事故措施。
机组从建设至今一直未设计单火咀煤火检。
在煤粉喷口处重新设计安装孔，安装煤火焰检测设备。
符合二十五项反措要求。
2号机组AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统
AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统不能完善和投入。
受控制系统硬件条件及系统功能制约，AGC控制系统、机炉协调控制系统、一次调频控制系统一直不能完善和投入。
DCS改造完成后，对整个控制系统进行优化，完善调节回路品质，实现自动控制装置100%的投入率。
自动投入率100%。
发电企业设备缺陷管理档案
单位：元宝山发电有限责任公司
元宝山发电有限责任公司3号机组于1997年末投入运行，发电机为哈尔滨电机厂制造的QFSN-600-2YH型水、氢、氢内冷发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的N600-16.7/537/537-I型600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产制造的强制循环汽包炉。到目前为止，共进行了两次大修，最近一次大修为2004年完成。
已完成的重大改造项目：
3号炉电除尘器因排放超标，拆除后改造为两台双室五电场静电除尘器。
1999年，将励磁调节器改造为南瑞生产的WKKL型微机双通道励磁调节器。
2002年3号锅炉末级再热器和后屏再热器进行了材质升级技术改造。
2002年，INFI-90系统增加控制器，降低了整个DCS控制系统的负荷率。
2003年，3号锅炉实施了锅炉无油点火（等离子点火）技改项目并取得成功。
2004年，进行了3号机组主机DEH系统换型改造。
2004年，3号发电机大修，转子返厂，将原转子的凸风斗改为半隐风斗，提高了发电机效率。并对转子引线R部位进行车削，解决应力集中问题造成的转子断裂隐患。
2004年，大修期间对3号发变组保护进行了改造，采用GE公司生产的UR系列微机保护，保护实现了双重化配置。
2005年3号炉进行了超细化煤粉再燃技术改造。
2005年，主机6号7号轴瓦改造，轴瓦由原来的圆筒瓦改为4瓦块可倾瓦。
2006年，对3号机组汽轮机低压次末级叶片进行了更换，解决了次末级叶片围带断裂的问题。
2006年，对3号机组A/B汽泵MEH系统进行了改造。
机组主要设备健康状况描述：
目前3号机组健康状况良好，主要缺陷是锅炉水冷壁水吹灰器吹扫区域存在水激裂纹、末级过热器管屏G102材质存在重皮；9号轴承轴振动大（有时超过报警值）；发电机密封小室与发电机接合面由于安装工艺等问题，一直存在渗漏问题，目前只能采取定期注胶的方式来消除渗漏；汽轮机顺序阀运行时，主汽压力与机组负荷不对应，被迫降低主汽压力运行，如果将主汽压力与机组负荷相对应，2号高压调门开度过小，因受力不均引起汽轮机1号2号瓦轴振动增大；燃煤灰份偏高，设备磨损速度较快，制粉系统、烟气系统、空气预热器漏风、漏粉现象比较严重。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域普遍存在大量热疲劳横向裂纹，主要集中在A、B、C、D、E层水吹灰区域和四角切角、折焰角拐点等部位。斜坡水冷壁存在磨损情况，尤其四角磨损较严重，并有大量划痕及硬物击伤坑。
2007年3号炉水冷壁发生漏泄1次
由于A、B、C、D、E层水吹灰区域和四角切角、折焰角拐点等部位受吹灰器吹扫影响，长期运行产生水击裂纹；
斜坡水冷壁受灰渣长期磨损所致。
对斜坡水冷壁磨损情况及拐点处裂纹进行全面检查，超标管进行更换，补齐斜坡防磨瓦并在四角重新浇注捣打料。对水吹灰器孔及附近焊口裂纹进行认真打磨检查和处理，对水吹灰区域（包括水冷壁切角部位）水冷壁的热疲劳裂纹进行全面检查，裂纹深度超过1.0mm的全部进行更换。对折焰角拐点处水冷壁进行全面检查，更换超标管。
减少非停1次。
末级过热器管屏G102材质部分存在重皮和过热等缺陷。
2008年末级过热器管屏漏泄2次，造成机组非停1次。
G102材质无法满足末级过热器运行要求，长期运行产生过热。
对末级过热器管屏材质进行升级。
减少非停2次。
风烟系统设备漏风、漏粉现象比较严重。
燃煤灰份偏高，灰份中SIO2导致设备磨损速度较快，
对风烟系统设备易磨损部位采取防磨措施进行处理。
消除风烟系统设备漏风、漏粉现象。
二、汽轮机设备
中压缸轴封
中压缸轴封漏汽量较严重。
中压缸轴封间隙偏大，汽封弹簧弹性失效，轴封回汽管不畅，轴封调节不良。
对中压缸轴封进行解体检查，对轴封回汽管进行检查，对轴封调节系统进行检查。
就地检查中压轴封无明显漏汽。
高压主汽门调速汽门
高压主汽门后封头频繁出现裂纹
由于设备出厂时的原始缺陷，导致后封头每隔几年就会出现裂纹。
对高压主汽门调速汽门进行解体，对内部进行探伤，必要时外委研磨补焊处理。
消除设备安全隐患，保证设备的安全稳定运行
主机润滑油冷却器
铜管大面积腐蚀，漏泄频繁，漏泄的铜管已超过总量的10%。
润滑油冷却器自1998年投入使用，至2008年已经运行10年，该冷却器采用铜管作为换热管，使用开式水进行冷却，开式水水源为疏矸水，水中淤泥含量较大，严重腐蚀铜管。
为避免冷却器在运行中大面积漏泄，必须更换两台冷却器管系为不锈钢管系。
消除主机冷油器频繁漏泄的缺陷，保证冷油器正常投入。
密封油冷却器
密封油四台冷却器堵塞严重，尤其是空侧A冷却器入口端几乎全部堵死，夏天高温天气时，导致密封油温持续高温。
密封油冷却器自1998年投入使用，至2008年已经运行10年，该冷却器采用铜管作为换热管，使用开式水进行冷却，开式水水源为疏矸水，水中淤泥石子含量较大，严重腐蚀铜管。
为保证密封油系统的安全运行，更换密封油系统四台冷却器
消除冷油器频繁漏泄的缺陷，保证冷油器正常投入。
多次出现真空泵转子叶片断裂缺陷，严重影响机组安全稳定运行。
叶片设计不合理，制作工艺差。
对真空泵泵头进行更换。
避免发生重大设备损坏事故。
A汽动给水泵
2008年对B汽动给水泵分解下的内泵进行修复过程中发现叶片多处出现裂纹，严重威胁汽泵安全稳定运行。A汽泵与B汽泵为同期产品，需检修。
叶轮制作加工工艺较差。
对A汽泵全面解体检修，对分解下来的内泵转子解体检查，更换问题叶轮。
确保汽动给水泵安全稳定运行，避免机组跳闸事故的发生。
循环水二次滤网
循环水二次滤网传动机构腐蚀严重，各配合部件卡涩频繁，造成二次滤网卡涩无法转动，滤网排污性能大幅度降低，导致滤网频繁堵塞，影响凝汽器的热交换效果，阻碍机组负荷的提高，严重影响着机组的经济运行。
由于二次滤网水质较差，传动齿轮、传动轴、滤网各部件经过10余年的运行被严重腐蚀，传动机构各部件间隙增大，传动性能降低，同时，各配合间隙由于间隙增大而被石子等杂物堵塞、卡涩，这是造成滤网卡涩、无法转动而频繁堵塞的直接原因。
对滤网排污系统结构及滤网型式进行改造，对原滤网壳体尽量不做变动，只对滤网型式及排污方式进行改良。
提高滤网的传动效率，改善滤网卡涩、无法转动排污的状况，消除滤网堵塞的隐患，保证机组的安全经济运行。
三、电气设备
变电所500kV电流互感器
7组500kV电流互感器油色谱分析含有乙炔，严重威胁设备稳定运行。
沈阳变压器厂早期产品，产品质量问题，生产时两种油相混，制造工艺存在问题，全部返厂大修，后又有3组陆续第二次大修。
没有再次大修的价值，逐台更换为新型油浸倒立式电流互感器。2008年已更换完一组，2009年计划更换2组。
避免非停，避免发生重大设备事故。
变电所63kV开关
1、本体漏气，机构缺陷较多，经常渗漏油、泄压、停运，稳定性、可靠性较差
2、备件较难购买到，价格昂贵
1、沈阳高压开关厂早期质量最差产品，刚刚开发生产的液压机构。
2、产品停产多年，生产企业转制、改革。
更换为新的弹簧机构的SF6开关，具有较高的性价比（新开关约15万元一台，免维护，液压机构大修一次需3－5万元，且需大量的维护工作）
避免非停，避免发生一类设备障碍。
1、轴系长机组振动大。
2、无刷励磁系统在运行中发生整流轮烧毁事故，造成机组非停事故发生。
无刷励磁系统工作可靠性较低，存在严重的设备隐患，计划将其改造为高可靠性的自并励系统，在解决励磁系统可靠性的同时，可以取消主、副励磁机，从而消除11瓦振动超标问题。
采用技术成熟，原理先进的自并励励磁系统，满足二十五项反措要求。
提高设备可靠性并减小轴系的振动。
三、热控设备
火灾报警控制系统
因老化严重已退出使用。
运行10年以上，电子产品老化严重，现场感温元件消耗过量，现已退出使用。
由具备消防设计资质的设计单位设计，将原有火灾报警及控制系统进行换型改造。需要订购一套火灾报警控制系统并由具备施工资质的单位安装。
恢复机组各防火区域的火灾报警功能。
磨煤机防爆检测装置
整个系统老化、损坏严重，不能投入使用。
调试期间就未通过验收，现设备老化、损坏严重。
进行调研，选取能够正常检测CO含量的控制设备；订购并安装8套磨煤机防爆检测装置。
磨煤机CO等可燃气体监测灵敏，实现防爆预警功能。
摆角执行器
因设备老化严重，现摆角位置已经焊接固定，摆角动作功能已不能投入。
执行器因环境高温多尘原因，设备老化严重，执行器已不具备检修价值。
采取措施：更换摆角执行器。
锅炉燃烧器摆角动作功能投入。
二次风调节执行器
控制偏差比较大，正常运行过程中，无法调整，影响机组的经济运行，维护量大。
因环境高温多尘原因，设备老化严重，执行器已不具备检修价值。
采取措施：将二次风执行器控制方式修改为单一控制方式、更换二次风执行器。
恢复二次风调节执行器功能。
核心交换机系统
核心交换机系统老化严重，需换型改造。
核心交换机系统改造已经使用9年，设备已经老化，超出使用年限，设备出现过系统数据丢失、自动宕机等故障，使网络系统存在巨大安全隐患。
采取措施：对该交换机进行换型改造，选用适用于我厂当前网络数据容量和通讯处理速率的高性能交换机。
消除设备老化隐患，降低故障率；通过换型改造提升核心交换机性能。
DAS系统电源
可靠性低，几次发生控制柜电源故障，造成设备不能正确检测，严重威胁机组的安全稳定运行。
电源使用年限过长，已达12年；老式电源设计不合理，现供货商已经针对所发生的问题开发了新式电源。
更换4套新式电源模块。
降低DAS系统故障率，不影响机组安全运行。
发电企业设备缺陷管理档案
单位：元宝山发电有限责任公司
4号机组于2007年投入运行，发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-600-2YHG型水、氢、氢内冷发电机组。汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的N600-16.7/538/538型600MW亚临界压力、中间再热、四缸、四排汽、单轴、冷凝式汽式机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产制造的强制循环汽包炉。截止2008年共进行B级检修1次。&&&&&&&&&&&&&&&
已完成的重大改造项目：
2008年，对4号机组脱硫装置进行了增容改造，使脱硫装置处理能力能够适应煤种变化。
机组主要设备健康状况描述：
目前4号机组设备健康状况良好，主要缺陷：锅炉存在炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域水激裂纹缺陷；循环泵振动大，基础漏泄；发电机封闭母线漏气量大，微正压维持不住；燃煤灰份偏高，设备磨损速度较快，制粉系统、烟气系统、空气预热器漏风、漏粉现象比较严重；水吹灰器由于设计缺陷导致吹灰器漏水、枪管卡故障频繁发生；磨煤机下架体因设计结构不合理，频繁发生漏粉，存在火灾隐患。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
炉膛水冷壁水吹灰器吹扫区域普遍存在大量热疲劳横向裂纹；斜坡水冷壁存在磨损情况，并有大量划痕及硬物击伤坑。
2008年4号炉水冷壁发生漏泄2次
水吹灰区域部位水冷壁受吹灰器吹扫影响，长期运行产生水击裂纹；
斜坡水冷壁受灰渣长期磨损所致。
对斜坡水冷壁磨损情况及拐点处裂纹进行全面检查，超标管进行更换；对水吹灰器孔及附近焊口裂纹进行认真打磨检查和处理，对水吹灰区域（包括水冷壁切角部位）水冷壁的热疲劳裂纹进行全面检查，裂纹深度超过1.0mm的全部进行更换。
减少非停2次
风烟系统设备漏风、漏粉现象比较严重。
燃煤灰份偏高，灰份中SIO2导致设备磨损速度较快，
对风烟系统设备易磨损部位采取防磨措施进行处理。
消除风烟系统设备漏风、漏粉现象。
水吹灰器由于设计缺陷导致吹灰器漏水、枪管卡故障频繁发生
对水吹灰器伸缩时间、阀门结构和吹扫行程进行改进。
消除水吹灰器存在缺陷。
磨煤机下架体因设计结构不合理，频繁发生漏粉。
对磨煤机下架体进行改造，将固定式结构改为可调式结构。
消除磨煤机下架体频繁漏粉现象。
二、汽轮机设备
4号机组循环泵
4号机组循环泵自投产以来，设备运行不稳定，多次出现泵体振动、基础漏泄等重大设备缺陷，严重影响机组安全稳定运行。
泵设计、制作存在缺陷，设计结构不合理。
对循环泵进行设计改造，优化设计结构，确保泵运行平稳，降低缺陷率。
确保4号机组循环泵安全稳定运行，减少设备检修次数，降低检修成本，确保机组安全稳定运行。
多次出现真空泵转子叶片断裂缺陷，严重影响机组安全稳定运行。
叶片设计不合理，制作工艺差。
对真空泵泵头进行更换。
避免发生重大设备损坏事故。
三、电气设备
发电机封闭母线
发电机封闭母线封闭不严，使微正压补气装置长期工作。
发电机封闭母线封闭不严，漏气量，微正压保持不住。
对发电机封闭母线进行密封，将补气装置改为定时补气，改造补气装置的干燥器。
使发电机封闭母线干燥清洁。
除灰空压机电机温度高.
电机由于质量原因4台空压机电机均出现温度高跳闸现象。
联系厂家进行处理。
电机运行良好，温度正常。
四、热控设备
CO检测装置
CO检测装置不能投入使用。
取样伴热管线、探头因过热烧损。
更换烧损的伴热取样管线及探头，调试整个系统并投入。
磨煤机CO等可燃气体监测灵敏，实现防爆预警功能。
发电企业设备缺陷管理档案
单位：通辽发电总厂
通辽发电总厂1号机组是由原哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造，汽轮机铭牌：N200-130/535/535；锅炉铭牌：HG670/140-6；发电机铭牌：QFQS-200-2，于1985年8月投产发电，累计A检次数8次，累计B检次数6次，近年来，先后完成1号机高、中压通流、定速泵改调速泵、后屏过热器、2201开关、电除尘控制部分、气动执行器定位器、水力吹灰器、汽轮机热力系统优化等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述：
1号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理，锅炉、制粉设备健康状态良好。主要缺陷：汽封套晃度超标达0.11mm，超标准0.02mm，中压缸上结合面存在25mm裂纹；电气2号给水泵缺陷存在影响技术监督指标和主要辅助设备非计划停运的缺陷;1号锅炉前屏过热器管子珠光体球化已达5级，近年来虽未发生爆管事件但应加强金属监督工作，同时计划利用下次机组A级检修进行整体更换，1号锅炉再热器冷段管排管束间固定方式不合理，已在水压试验过程中发生过5次漏泄，拟计划利用下次A级检修进行整体更换，1号锅炉静电除尘器A检后电除尘器效率为99.19% ，没有达到≥99.75%设计值，1号锅炉自投产以来，排烟温度一直高于设计值，目前排烟温度已达到190℃以上，大大降低了锅炉运行的经济性。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
前屏过热器
前屏过热器管子珠光体球化已达5级
机组长期运行，自1985年投产以来从未进行过更换。
近年来虽未发生爆管事件但应加强金属监督工作，同时计划利用下次机组A级检修进行整体更换。
彻底消除过热器管子存在的失效隐患
再热器冷段
1号锅炉再热器冷段管排管束间固定方式不合理，已在水压试验过程中发生过5次漏泄。
管束间固定方式采用垫铁焊接固定，无法释放管束间的膨胀应力造成管子漏泄。
拟计划利用下次A级检修进行整体更换
彻底消除再热器冷段存在的安全隐患
静电除尘器
1号锅炉静电除尘器A检后电除尘器效率为99.19% ，没有达到≥99.75%设计值。
1、振打系统损坏严重，影响收尘及除灰；
2、电气部分设备质量差，故障频发，运行中经常出现过流或短路报警跳闸等缺陷，同时控制系统落后影响除尘效率。
1、利用机组等级检修对振打系统进行彻底的修复；
2、利用机组A检对控制部分设备进行改造。
改造后除尘效率达到设计值
锅炉受热面
1号锅炉自投产以来，排烟温度一直高于设计值，目前排烟温度已达到190℃以上，大大降低了锅炉运行的经济性。
1、锅炉受热面原始设计存在不足；
2、尾部竖井烟道内受热面积灰较严重。
1、加强运行参数的调整；
2、利用机组A检在尾部竖井烟道加装吹灰装置。
A检后排烟温度下降15℃
1号锅炉省煤器自1990年由光管式改造为膜式省煤器以来，由于制作工艺不良以及多年的运行，已经出现了12次鳍片拉裂、原始焊缝漏泄事件，近2年来又出现了弯头部位磨损漏泄的事件，同时还发现省煤器管内部已经出现了不同程度的内腐蚀，暴露出1号锅炉省煤器存在着具有不确定性的爆漏隐患。
1、由于投产初期检修管理比较粗放，重要锅炉部件由非专业厂家完成，使省煤器自安装起就存在质量隐患；
2、随着近20年的运行，省煤器的隐蔽部位也开始发现磨损减薄点，是造成今年来爆漏停运的重要原因。
利用机组A级检修进行整体更换
彻底消除膜式省煤器存在的设计和制造以及安装方面存在的爆漏隐患
二、汽轮机设备
底部漏油。
滑动面改造使底部漏油。
刷专用涂料。
底部不漏油。
1号汽封套晃度超标达0.11mm。
2003年换转子时此处晃度达0.11mm。
达到出厂要求。
2瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
返厂补焊。
达到设计要求。
1-7瓦轴颈磨损。
投产初期油质不合格。
轴返厂处理。
光洁度符合要求。
1号给水泵主泵
推力瓦工作面、非工作面温度高报警(75度)。
由于主泵的轴向串动大，推力瓦回油不畅造成瓦温升高。
重新调整轴向分配尺寸，增加回油量。
确保A检后推力瓦温度恢复正常。
除氧器除氧水箱
局部内凹变形
长期运行引起
更换除氧器除氧水箱
达到设计要求
厂区、生活区热网泵。
盘根甩水严重设备老化
长期运行引起
达到设计要求
1号机循环水滤网
堵塞严重，经常清扫，影响机组真空。
当地风沙大，杂物多。
安装清污机
达到冷却效果
三、电气设备
过流保护误动作
1、过流保护1LJ继电器（LL-11/10晶体管型）动作特性不稳定，误动作跳闸。
2、厂用电系统保护为电磁型及整流型保护，已运行二十多年，元件老化严重，没有事故记忆功能，备品备件难以采购。
1、LL-10系列晶体管型继电器动作特性不稳定，在保护定检中对同类型继电器要反复试验，确保其动作可靠性。
2、加强继电保护专业人员的技术培训，提高调试质量。
3、、利用机组A检机会进行改造，更换为微机型综合保护装置。
1、厂用电系统运行稳定，事故情况下保护正确动作跳闸。
2、易于维护、整定灵活、性能完善、检修方便，提高电气设备运行可靠性。
1号逆变机组励磁调节器
停电后出现两次投不上励磁及电源故障
逆变机励磁调节器已运行十多年，由于逆变机室运行环境恶劣，元件老化严重。
1、加强运行及检修维
护，停电后对电源进行测试。停电时间长时进行充磁，保证正常投磁及启动。
2、利用机组A检机会
更换新型励磁调节器，提高保安电源运行的可靠性。
保安电源系统运行可靠，真正起到事故保护电源作用。
四、热控设备
DCS系统设备
1、1号操作员站出现死机现象，造成2、3、4、5、6号操作员站CRT操作不好用，将1号操作员站退出运行后，其它操作员站CRT操作恢复正常。此缺陷已发生过三次，直接威胁到机组的安全运行；
2、DELL公司技术更新较快，目前生产的新机型已不适应1号机组的需要，无法购买备件，厂家人员建议进行软件升级。
CRT操作主站在1号站，造成1号站死机后没有自动切到2号站的原因为1号操作员站主机硬件故障造成的。
1、与厂家人员联系，更换主机；
2、死机时运行人员立即重新恢复1号操作员站系统；
3、检修维护人员每周对1－4号机组的操作员站主机进行重新启动操作，以确保机组的安全稳定运行。
加强维护，出现问题及时进行启机，确保机组的安全稳定运行。
一次调频控制系统
一次调频控制系统未投入。
一次调频控制逻辑完善已完成，但为进行试验。
计划B检后进行一次调频试验。
保证一次调频具备投入条件。
炉侧自动调节系统
除汽包水位和过热汽温二级减温长期在自动状态外，其余系统如引风、送风、过热汽一级减温、再热汽微量喷水、再热汽汽交换三通阀、磨煤机温风门、给煤机转速和协调都不能长期投入自动。
除受煤质影响及磨出力不够等一次设备存在问题，控制逻辑需要完善。
计划利用B检对控制逻辑进行优化
保证炉侧各自动调节系统均能长期投入。
五、水化处理设备
1号内冷水处理装置
1号机组内冷水铜离子超标。
由于1号机组PH值较低，对发电机定子线圈造成腐蚀，使发电机内冷水铜离子超标。
在1号机组安装内冷水净化装置。
改造后，内冷水水质合格。
发电企业设备缺陷管理档案
单位：通辽发电总厂
通辽发电总厂2号机组是由原哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造，汽轮机铭牌：N200-130/535/535；锅炉铭牌：HG670/140-6；发电机铭牌：QFQS-200-2，于1985年11月投产发电，累计A检次数7次，累计B检次数5次，近年来，分别完成对高、中压通流、对流过热器局部、电除尘控制部分、主机保护系统、凝汽器、纯电调等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述：
2号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理，锅炉、制粉设备健康状态良好。主要缺陷：主机高压转子3-6级之间轴封处弯曲值超标达0.055 mm，超标准0.02mm； 5号磨煤机启动合闸后即跳等；2号锅炉省煤器鳍片端部焊缝存在原始缺陷，减温水调整门有内漏现象。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
1、省煤器膜片端部焊缝存在原始缺陷；
2、管排弯头部位磨损严重。
省煤器管排制造质量不良、管排结构设计落后。
1、利用机组停检机会对鳍片端部焊缝进行检查和补焊；采取切割鳍片转移应力集中点的方法控制膜片端部裂纹的发生；
2、利用机组停检对弯头进行逐个测厚检验并加装防磨盖板；
消除管排原始缺陷。
减温水系统
减温水调整门有内漏现象。
设备长期使用；本企业缺乏进口阀门检修能力。
1、利用机组A级检修将调整门外委返厂修理；
2、更换内漏严重的阀门。
修后减温水系统阀门无内漏现象。
二、汽轮机设备
3、4级之间轴封处弯曲值超标达0.06 mm。
机组长期运行。
达到出厂要求。
5、6级之间轴封处弯曲值超标达0.055 mm。
机组长期运行。
达到设计要求。
3、6、7瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
A检返厂补焊。
达到设计要求。
循环水滤网
堵塞严重，经常清扫，影响机组真空。
当地风沙大，杂物多。
安装清污机
达到冷却效果。
1号高压加热器
堵管率接近超标已赌管89根堵管率84.8%；影响给水温度。
机组长期运行冲刷
更换新型高压加热器
高加给水温度达到设计值。
二、电气设备
2号机直流系统硅整流充放电装置
在蓄电池组大充大放时，过热严重，不能按10小时充、放电进行检验蓄电池的性能。
1、现有直流系统充放电装置已运行十多年，整流变及电抗器容量小，在蓄电池组大充大放时，过热严重。
2、控制部分元件老化严重，备品备件已无法买到，一旦故障，将影响直流系统的正常运行。
1、加强运行及检修维护，调整充放电电流，确保不烧损设备；
2、逐步更换为新型模块化直流开关电源。
保证设备发生异常或故障时，保护正确而快速地动作，开关能够正确分合，保证机组及系统的安全运行。
厂用电保护
动作后没记忆功能
厂用电系统保护为电磁型及整流型保护，已运行二十多年，元件老化严重，没有事故记忆功能，备品备件难以采购。
1、加强继电保护专业人员的技术培训，提高调试质量。
2、逐步更换为微机型综合保护装置。
厂用电系统运行稳定，事故情况下保护正确动作跳闸。
三、热控设备
AGC及一次调频控制系统
AGC及一次调频均未投入
一次调频试验完成，等待电科院试验报告。AGC未进行试验。
电科院试验报告下发后按电网公司要求投入一次调频，与电网公司联系进行AGC试验。
保证一次调频及AGC具备投入条件
发电企业设备缺陷管理档案
单位：通辽发电总厂
通辽发电总厂3号机组由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造，汽轮机铭牌：N200-130/535/535；锅炉铭牌：HG670/140-6；发电机铭牌：QFQS-200-2，于1989年12月投产发电，累计A检次数5次，累计B检次数3次，近年来，分别完成对对流过热器管排及联箱、凝汽器、主机保护、余热回收器等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述：
3号机组经过等级检修以及临检、日常维护治理，制粉设备健康状态良好。主要缺陷：主机轴瓦1-7瓦顶部间隙超标；发电机西北角冷却器三根铜管漏泄漏氢超标，易造成主机非计划停运，影响机组稳定运行；3号锅炉空气预热器漏风率高达15％，堵管率以近30％；3号锅炉静电除尘器除尘效率低，影响脱硫系统的正常运行；3号锅炉减温水系统进口阀门内漏严重，影响运行参数的调整；3号锅炉余热回收器管排磨损严重，影响家属区冬季供热；3号锅炉冷灰斗和捞渣机箱体腐蚀磨损严重；3号锅炉喷燃器一次风口钢板有变形开裂现象。
存在的问题
拟采取的治理措施
计划完成时间
一、锅炉设备
减温水系统
减温水系统进口阀门内漏严重，影响运行参数的调整
设备长期使用；本企业缺乏进口阀门检修能力
1、利用机组A级检修将调整门外委返厂修理；
2、更换内漏严重的阀门
修后减温水系统阀门无内漏现象。
冷灰斗和捞渣机箱体腐蚀磨损严重
利用机组A级检修进行整体更换
出力满足机组运行需要，无漏风及开裂现象。
一次风口钢板有变形开裂现象
利用机组A级检修进行局部更换
一次风口完整、规范，满足运行调整需要。
静电除尘器
机械振打件损坏严重影响除尘效率
1、长期运行造成；
2、振打控制不合理。
1、利用机组停检进行振打件的修理；
2、利用机组A级检修彻底更换和检修振打系统部件。
率达到设计值。
二、汽轮机设备
中压侧短接有一沙包。
出厂制造存在缺陷。
更换新短接。
消除缺陷。
1-7瓦顶部间隙超标。
长期磨损。
返厂补焊。
达到设计要求。
高压缸西侧汽柜
结合面不严。
补焊处理。
消除漏汽现象。
偶合器有异音。
国产质量不过关。
更换新偶合器。
消除缺陷。
3号机调速系统现为电液并存，目前电液并存已经满足不了机组自动化及安全运行要求。
凸轮配汽机构设计已落后，高压调节阀门节流损失大，运行高缸效率。
改DEH纯电调
高缸效率提高2.4%
现油净化器油水分离效果及滤油效果差
原国产产品质量不过关
更换离心式磨片将油水分离
达到油质的标准要求
三、电气设备
发电机励磁调节器
1、启机时升不起压。
2、PSS不具备投入运行条件。
1、运行中出现死机，软件设计落后；
2、PSS试验反调现象严重，不具备投入条件。
利用机组A检机会进行改造。
1、运行可靠，软启励功能能顺利完成启机建压过程，避免出现过压现象，缩短起机并网时间；
2、按电网公司要求投入PSS功能。
1、开关只有一组跳闸线圈，一旦跳闸回路出现问题，事故时将造成开关拒动，不符合反措要求；
2、已运行20年，设备日趋老化，隐患逐年增多。
1、由于当时设计原因，只设计一组跳闸线圈。
2、3号发电机开关为SW2-220IIIW型，配用机构为CY-A系列液压机构。该设备为沈阳高压开关厂70年代产品，已运行20余年，设备日趋老化，隐患逐年增多，威胁我厂的安全生产。
1、加强对现运行油开关的检修维护，确保机组安全稳定运行；
2、利用机组A检机会更换为六氟化硫开关。
满足二十五项反措要求。
2203开关南、北刀闸
刀闸刚分、刚合时受到的阻力比较大，增大了支持瓷瓶的转动力矩和扭矩，同类型的电通II线南刀闸曾发生支持瓷瓶断裂事故。
3号发发电机2203开关南、北刀闸为GW7―II型，该刀闸在刚分、刚合时受到的阻力比较大，增大了支持瓷瓶的转动力矩和扭矩，合闸不到位，经常出现刀闸触头过热现象，且易发生瓷瓶拆断事故。
1、提高检修质量，及时进行检修及定期加油，确保可靠操作；
2、A检中将2203开关南、北刀闸更换为GW27―252型刀闸。
刀闸将顺利分、合闸，真正实现远方操作，将彻底消除刀闸合闸不到位和刀闸瓷瓶损坏事故。
6kv公用系统负荷开关
漏油十分严重，检修费用高；曾出现拒分、拒合事故。
已运行二十多年，开关漏油十分严重，多次出现拒分、拒合事故。
1、每年对开关进行一次A检，对购进的备品备件加强质量验收；
2、改为真空开关。
彻底解决断路器故障频发问题，保证厂用系统的安全稳定运行。同时彻底解决了油开关因油黑而更换问题，费用大大降低，另外不存在设备渗漏点。
四、热控设备
DCS系统目前存在隐患较多，2008年就发生过因DCS系统通讯故障致使所有操作员站全部死机，造成运行人员对就地设备无法进行操作，直接威胁到机组安全稳定运行；由于该系统老化，已不能满足机组的经济运行，造成每KW/h的煤耗偏高；该系统运行时间较长，目前主要备件已老化，而生产厂家已不生产备件，当系统发生问题不能及时进行处理，威胁机组的安全运行。
DCS系统（H―3000）为1998年改造，由于当时改造存在着对DCS系统了解和掌握的局限性，以及限于当时的技术和设备状况，该套系统无论在设计思想上还是在可靠性和功能上都存在不完备之处。DCS系统规模较小，网络通讯速度慢，经常发生POC站死机现象；主从控制器之间的切换过程多次出现数据相互跟踪错误的现象；电源配置不完善，系统自诊断能力低，系统报警功能设计不完善；历史数据存贮容量小，存贮时间较短，当机组发生事故时，对查找事故原因有一定影响；与MIS系统之间的通讯功能不完善。
利用机组A级检修机会对DCS系统进行改造。
保证机组安全、稳定、经济运行。
DEH系统转速板件多次故障，发生两次电液切换阀线圈烧损。
电液切换阀卡涩，造成电液切换阀烧损，板件长期运行电子元件老化，造成转速板件的频繁故障。
利用机组A级检修机会对DEH系统进行改造。
保证机组安全、稳定、经济运行。
AGC及一次调频控制系统
AGC及一次调频均未投入
一次调频试验完成，等待电科院试验报告。AGC未进行试验。
电科院试验报告下发后按电网公司要求投入一次调频，与电网公司联系进行AGC试验。
保证一次调频及AGC具备投入条件。
1、2号给水泵勺管执行器
2号给水泵勺管执行器在给水泵运行当中突然失灵，远方操作不动，造成锅炉汽包水位无法控制，直接威胁到锅炉的安全稳定运行。
给水泵勺管执行器伺服放大板件及驱动板故障，板件质量差。
利用给水泵备用机会定期对执行器进行检查，计划机组A级检修机会更换为进口执行器。
在给水泵运行过程中，勺管执行器动作灵活、可靠。
自动调节系统执行器定位器
执行器缺陷发生频繁，经常出现卡涩或者拒动现象，直接影响自动调节系统的的投入，影响机组安全、稳定、经济运行。
执行器经过长期运行，电气转换器线性超差现象严重，特别是部分采用分体式定位器的执行器由于长时间运行,定位器内部阀芯经常卡涩，弹簧疲劳变形。
利用机组A级检修机会对执行器进行改造。
保证机组安全、稳定、经济运行。
3、4号低加及轴加水位自动调节系统执行器
执行器缺陷发生频繁。经常出现指令与阀位偏差大的缺陷，影响自动投入。
电动执行器为1989年随机组投产同步运行的设备，经过近20年的运行，执行机构电气转换器、定位器老化严重、空行程较大，直接影响低加及轴加水位自动调节系统的的投入。
利用机组A级检修机会对执行器进行更新改造。
执行器动作可靠，保证自动能正常投入。
汽轮机一、二级旁路减压调节系统
执行器指令与阀位偏差大，缺陷频发。
执行器（直行程电动执行机构）自1989年机组投产以来，一直未经过改造，由于受当时设备技术的限制，已不能满足生产现场的要求，该调节系统执行机构控制精度低、空行程较大，动作迟缓，对机组的经济、稳定运行造成一定影响。
利用A检机会进行改造
执行器动作可靠。
五、制粉系统设备
1至6号高温炉烟管干燥段
干燥段管路裂纹
长期运行烧损变形及裂纹所致
更换缺陷管路
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量
1至6号磨煤机大门
内衬烧损脱落，表面过热变形。
长期运行烧损变形，振打所致。
保证达到机组一个A检周期内不发生较大检修工作量
发电企业设备缺陷管理档案
单位：通辽发电总厂
通辽发电总厂4号机组由哈尔滨汽轮机、锅炉、电机厂制造，汽轮机铭牌：N200-130/535/535；锅炉铭牌：HG670/140-6；发电机铭牌：QFQS-200-2，于1990年11月投产发电，累计A检次数4次，累计B检次数2次，近年来，分别完成对高中压通流、冷段逆止门、省煤器、余热回收器、28台6KV油开关、汽轮机主机保护系统等项目更换或改造。
机组主要设备健康状况描述：
目前，四号机组主机设备现存影响安全、稳定、经济等方面问题较多。主要缺陷：主机高压转子前一号汽封套处弯曲超过标准值厚度0.11mm，超标准0.02mm，主机串轴指示偏大（为0.77mm）；锅炉对流过热器已超过10万小时运行，再热器热段腐蚀严重，容易发生“四管”漏泄；发电机西北角冷却器铜管多根漏泄； DCS系统为1999年改造的HIACS-3000控制系统；另外，部分辅机存在影响主要辅助设备非计划停运的缺陷，需要在09年机组 A、D检中治理。
存在的问题
拟采取的治理措施
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